热采稠油油藏蒸汽吞吐经济极限油汽比计算

经济极限油汽比对蒸汽吞吐开发油田具有重要意义。目前蒸汽吞吐开发油田的单井经济极限油汽比采用中国石油天然气集团有限公司和全国储委油气专业委员会的标准值0.25，行业标准和国家标准没有具体的计算方法。基于投入产出平衡原理，按照相关因素法确定操作成本，推导得到蒸汽吞吐开发油田单井经济极限油汽比计算模型。以辽河油田区块A为例，计算不同油价、不同单井日产油量下的单井经济极限油汽比，绘制相应图版。评价产油量为2.5t/d、油价为90美元/bbl时，单井经济极限油汽比为0.082 3，目前该井油汽比仍大于单井经济极限油汽比，具有一定的经济效益，仍处于效益开发阶段。     

孤东油田九区西块稠油油藏开采特点初步研究

方法根据孤东油田九区西块原油粘度及井网分布状况，选择不同的开采工艺，另外，在蒸汽吞吐井生产末期挤入降粘剂来提高周期产油量，并应用化学添加剂提高蒸汽吞吐效果。目的选择适合各单井的稠油开采新工艺，提高开井率，并试验应用蒸汽吞吐配套新工艺延长生产周期，提高周期产油量。结果试验区1993年正式投入开发，至1995年6月底，累积生产原油17．8900×10~4t，累积采出水9．8300×10~4m~3，回采水率123％。结论中、高粘度的稠油油藏，蒸汽吞吐开发初期可采取非注汽工艺与蒸汽吞吐工艺相结合的方式综合开采，蒸汽吞吐开发可大大提高该类油藏的采油速度；固井质量差的老井，开发初期可运用非注汽工艺开采，来提高油井开井率；此外，注汽开发中可选用合适的化学添加剂，来改善开发效果。     

油藏特高含水期井网加密潜力评价新方法

针对以往井网加密潜力评价方法在油藏特高含水期应用中存在的不适应性,以胜利油区40个开发后期中高渗透水驱砂岩油藏单元为样本,建立了井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系,并对其影响因素进行了分析.结果表明,加密井平均单井增加可采储量与井网密度呈指数关系,并且随着井网密度的增大,加密井平均单井增加可采储量逐渐减小;但加密井平均单井增加可采储量与井网密度关系曲线的形态各不相同,其主要影响因素是流动系数、储层非均质性以及开发过程中地层能量的保持状况.基于单井经济极限可采储量的理论计算公式,计算得到中高渗透砂岩油藏在不同油价、不同井深条件下的单井经济极限可采储量计算图版,依据该图版和所建立的井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系,可对特高含水期油藏井网加密潜力进行评价.实例应用结果表明,胜坨油田二区沙二段83-5单元在油价为80美元/bbl时,单井经济极限可采储量为0.57×104 t,经济极限井网密度为20口/km2.     

孤岛油田中二中Ng5薄层稠油环蒸汽吞吐中后期调整技术

为了进一步提高孤岛油田薄层稠油环蒸汽吞吐的采收率,针对高轮次吞吐中后期剩余油分布特点,应用油藏工程方法、数值模拟技术和动态分析方法,开展了井网加密调整研究,将200m×283m反九点法基础井网加密成141m×200m五点法井网;该优化方案实施后取得了显著效果,单井产油量平均达到13.5 t/d,是周围热采老井产量的2~3倍,含水率稳定在70%左右,比周围老井含水率低10%。该技术对于同类稠油油藏高轮次蒸汽吞吐中后期进一步提高采收率有较大的参考意义。     

薄层稠油水平井蒸汽驱优化设计

辽河油田w块为深层薄层状特超稠油油藏．2005年采用水平井蒸汽吞吐整体开发,目前处于蒸汽吞吐开发中后期,水平井吞吐效果变差,周期产油量低,油汽比低,急需转换开发方式,前期研究表明该块转水平井蒸汽驱可行．文中根据W块油藏埋藏深、油层薄、原油黏度高的特点。建立了三维数值模型,对汽驱开发井网、注汽层段、注采参数等水平井蒸汽驱关键参数进行了优化设计。结果表明,采用75m井距水平井注采井网、注汽水平井水平段长度为采油水平井的2／3、油层下部1／3处高干度注汽的汽驱方案能够获得较高的油藏采收率。     

重质油藏注蒸汽开采预测经济可采储量和经济极限汽油比的方法——兼评国家行业标准的预测方法

蒸汽吞吐和蒸汽驱是重质油藏注蒸汽开采的2个重要阶段;经济可采储量和经济极限汽油比,是评价注蒸汽开采的2个重要指标。目前有关重质油藏注蒸汽开采技术可采储量的预测,主要是按照1996和2010年发布的2个国家行业标准提出的注采关系法。该方法是描述累积注汽量与累积产油量的半对数直线关系,其有效应用要依据国家行业标准规定的经济极限油汽比指标中蒸汽吞吐阶段为0.25 t/m3和蒸汽驱阶段为0.15 t/m3;但国家行业标准规定的经济极限油汽比指标过高,致使预测的技术可采储量明显偏低。为此,提出了先利用产量递减法,比较准确地预测经济可采储量;再利用注采关系法,预测经济极限汽油比;研究并分析了国家行业标准的经济极限油汽比指标的不合理性、技术可采储量预测的不可靠性和总技术可采储量的不准确性。通过辽河油田齐40块蒸汽吞吐开采的实际应用表明,新方法预测的经济可采储量为1 573×104t,经济极限汽油比为20 m3/t,相应的经济极限油汽比为0.05 t/m3;而由国家行业标准规定的经济极限油汽比预测的蒸汽吞吐技术可采储量为1 110×104t,仅相当于到2005年的实际累积产油量为1 144×104t。     

中深薄层边际稠油油藏开发动用研究——以春光油田春10井区为例

春光油田春10井区特稠油油藏是一个典型的边际稠油油藏,具有油层埋藏深、厚度薄、原油黏度高、含油层位少的特点,采用常规的开发动用技术难以实现油藏的经济有效开发。自2011年以来,通过开展水平井开发经济技术政策界限研究,确定了以水平井为主导、采用蒸汽吞吐+蒸汽驱的开发方式整体动用该区568×104t稠油储量的开发思路,成功在该区部署实施99口水平井,预计新建产能16.6×104 t,取得了良好的开发效果。     

蒸汽吞吐合理开发界限研究

根据经济分析基本方法，应用投入和产出平衡原理，对蒸汽吞吐平均单井累计极限产油量、平均单井累计极限油汽比、平均单井极限日产油、周期极限油汽比和周期废弃产油量等指标的经济界限值进行确定，同时对典型油藏蒸汽吞吐阶段经济极限采出程度进行了计算与效益分析。     

新疆油区蒸汽吞吐加密井开发技术经济指标

针对新疆油区稠油开发现状,结合经济评价方法,确立了稠油油藏蒸汽吞吐加密开发经济极限单井控制可采储量、极限有效厚度、油汽比等一系列技术经济指标,制定了稠油油藏加密筛选标准,建立了一套计算各经济极限指标的方法。对新疆油区稠油油藏的九个区块进行了计算,计算结果表明该方法是科学可行的。     

陈家庄油田南区薄层特稠油油藏高效开发关键技术及其应用

陈家庄油田南区为薄层特稠油油藏,具有储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低的特点,常规开发单井产量低。针对以上问题,在精细地质研究的基础上,开展了水平井开发及蒸汽驱技术政策界限研究,数值模拟优化结果表明:水平井布井极限厚度在3 m以上,吞吐阶段注汽强度为15 t/m,初期尽量提高采液量;当地层压力降至5 MPa以下开始转驱,蒸汽驱阶段采用水平井与水平井组合方式,水平井合理井距为150 m左右,合理生产井段长度为200～250 m,合理的转驱时机是吞吐4个周期左右,注汽速度为6～8 t/h,连续蒸汽驱的开发方式为最优方案。通过以上关键技术研究成果的应用,实现了研究区薄层特稠油油藏的有效动用,预计采收率可达到17%。